INSTALACJE FOTOWOLTAICZNE. DOBÓR FALOWNIKA,

PRZEWODÓW ORAZ ICH ZABEZPIECZEŃ.

NEUTRALIZACJA ZAGROŻEŃ OD INSTALACJI PV

W CZASIE POŻARU.

mgr inż. Julian Wiatr

1. System Fotowoltaiczny (PV)

Przez System Fotowoltaiczny w rozumieniu niemniejszego artykułu należy rozumieć

elektrownię słoneczną, która z wykorzystaniem paneli fotowoltaicznych realizuje przemianę

energii słonecznej w energię elektryczną. Do realizacji tego zadania konieczna jest budowa

układu składającego się z generatora PV (panel lub zestaw paneli fotowoltaicznych),

magazynu energii wraz z regulatorem oraz falownik (przekształtnik prądu stałego w

przemienny o parametrach sieci elektroenergetycznej zasilającej budynek).

W praktyce ograniczonej do budynków mieszkalnych, funkcjonują dwa systemy PV:

autonomiczne, niedołączone do sieci (oddalone od sieci oraz z możliwym dostępem do

sieci tzw. praca wyspowa),

dołączane do sieci (rozproszone lub scentralizowane).

Schematy blokowe systemu autonomicznego i dołączanego do sieci przedstawia rys. 1 oraz

rys. 2.

Rys. 1: Schemat blokowy autonomicznego systemu PV

Rys. 2: Schemat blokowy systemu PV dołączanego do sieci.

2. Charakterystyka ogniwa PV Zjawisko fotowoltaiczne polega na bezpośredniej konwersji energii promieniowania

słonecznego w energię elektryczną prądu stałego. Najważniejszymi elementem systemu PV

jest generator PV, zbudowany z ogniw fotowoltaicznych, których budowa przypomina

budowę diody półprzewodnikowej. Pod wpływem promieniowania słonecznego wytwarza

ono stałe napięcie eklektyczne. Zasadę działania oraz schemat budowy typowego ogniwa PV,

wykonanego z krzemu krystalicznego przedstawiono na rys. 3. Zaznaczono na nim złącze p-

n, obszary bazy i emitera z domieszkowanego krzemu, elektrody oraz warstwę

antyrefleksyjną (tzw. ARC). Elektrody przednie wykonywane są najczęściej techniką

sitodruku z pasty na bazie srebra, elektrody tylne z pasty z dodatkiem aluminium.

Rys. 3: Zasada działania ogniwa PV (a); schemat budowy typowego krzemowego

ogniwa PV (b)

Pojedyncze ogniwa w celu uzyskania większych napięć łączone są w moduły a te z kolei w

panele PV, dzięki czemu uzyskuje się elementy handlowe o określonych wymiarach i mocy.

Schematycznie budowę modułu oraz panelu PV przedstawia rys. 4.

Rys. 4: Budowa modułu oraz panelu PV [4]

W celu umożliwienia porównania prowadzonych prób i pomiarów paneli PV, wprowadzono

tzw. standardowe warunki standardowe STC (ang. Standard Test Conditions), gdzie przyjęto

następujące dane:

temperatura pomiaru 2500 C,

natężenie promieniowania E= 1000 W/m2,

optyczna masa atmosfery AM 1,5*)

. *)

AM - optyczna masa atmosfery, jest stosunkiem długości drogi promieniowania słonecznego przez atmosferę

ziemską przy promieniowaniu padającym pod pewnym kątem, do długości drogi przy przejściu przez

atmosferę prostopadłym do powierzchni Ziemi

Na rys. 5 została przedstawiona charakterystyka prądowo-napięciowa I-f(U) złącza PV.

Rys. 5: Charakterystyka prądowo-napięciowa I=f(U) złącza PV

(Uoc – napięcie ogniwa otwartego, nieobciążonego; Isc – prąd zwarciowy; PMPP – moc maksymalna; IMPP – prąd

przy maksymalnej mocy ogniwa; UMPP – napięcie przy mocy maksymalnej ogniwa),FF – współczynnik

wypełnienia; MPP – pkt. mocy optymalnej

Parametry ogniwa fotowoltaicznego są uzależnione od natężenia oraz widma promieniowania

słonecznego i temperatury. Wpływ natężenia promieniowa słonecznego na wartość prądu i

napięcia przedstawia rys. 6.

Rys. 6: Wpływ natężenia promieniowania słonecznego na zmienność charakterystyki

prądowo-napięciowej I=f(U) złącza PV

3. Budowa generatorów PV

Podstawową jednostką budowy generatora PV jest moduł PV, który stanowi zbiór

szeregowo połączonych identycznych ogniw PV. Moduły PV wchodzące w skład generatora

PV można łączyć ze sobą na różne sposoby tak, aby dopasować ich parametry wyjściowe do

innych elementów systemu PV, a w szczególności bezpośrednio z nimi współpracujących

falowników.

Połączenia szeregowe modułów PV wykonuje się celem uzyskania wyższego napięcia. Ma

ono jednak jedną zasadniczą wadę - „najsłabsze ogniwo” które determinuje jakość całego

łańcucha, co przekłada się na pewność działania układu.

W połączeniu szeregowym - prąd wszystkich modułów jest jednakowy, a wypadkowe

napięcie jest sumą napięć poszczególnych modułów PV.

Poważnym problemem pracy układu jest np. zacienienie lub zabrudzenie jednego z ogniw np.

przez osiadanie kurzu.

Kształtowanie charakterystyki połączenia szeregowego na przykładzie trzech ogniw PV

przedstawia rys. 7.

Rys. 7: Przykład kształtowania charakterystyki prądowo-napięciową I=f(U) przy

połączeniu szeregowym ogniw PV [1]

Połączenie równoległe wykonuje się w przypadku konieczności zwiększenia

wydajności prądowej. Przy takim połączeniu na wszystkich modułach PV jest takie samo

napięcie, a prąd uzyskiwany na wyjściu jest sumą prądów poszczególnych modułów.

W tym przypadku zacienienie pojedynczego ogniwa ma mniejszy wpływ na charakterystykę

całego układu. Wpływ połączenia równoległego dla trzech modułów PV na wypadkową

charakterystykę prądowo-napięciową takiego układu przedstawiono na rys. 8.

Moduły połączone w kombinacji szeregowo-równoległej mają charakterystyki, których

kształt i punkty charakterystyczne zależą od liczby połączonych ze sobą modułów i sposobu

ich połączenia. Wpływ na charakterystykę wyjściową połączenia szeregowego i równoległego

modułów PV przedstawia rys. 9.

Istotnym problemy przy połączeniu szeregowym modułów PV jest częściowe

zacienienie, które powinno być wyeliminowane w jak najwyższym stopniu. Powody takiego

zacienienia to, np. słupy energetyczne, przewody, drzewa, liście, ptasie odchody czy kurz.

Jeżeli choć jedno ogniwo modułu zostanie zacienione, to napięcie na tym ogniwie zmienia

kierunek polaryzacji i ogniwo takie staje się dla pozostałych obciążeniem. Złącze ogniwa

może ulec przebiciu już przy kilku woltach (5÷25 V). W celu uniknięcia tych zagrożeń,

ogniwa bocznikuje się przez przyłączenie równoległe diód stanowiących bypass w przypadku

zaciemnienia ogniwa.

Podczas normalnej pracy diody te są spolaryzowane w kierunku zaporowym i nie powodują

żadnych strat mocy. Podczas zacienienia diody bypass zostają spolaryzowane w kierunku

przewodzenia i prąd generowany przez pozostałą część ogniwa zaczyna przez nie płynąć

„omijając” zacienione ogniwa.

Zasadę działania diody bocznikującej i jej wpływ na kształtowanie charakterystyki prądowo-

napięciowej I=f(U) przedstawia rys. 10.

Rys. 8: Wpływ połączenia równoległego dla trzech modułów PV na wypadkową

charakterystykę prądowo-napięciową I=f(U)

Rys. 9: Charakterystyki modułów PV połączonych w kombinacji

szeregowo-równoległej

Rys. 10: Wpływ diod bypass na charakterystykę I=f(U) modułu PV

częściowo zacienionego

4. Dobór falownika

Podstawą doboru falownika są parametry przyjętych modułów PV, z których zbudowany

będzie system PV. Na podstawie karty katalogowej panelu PV należy ustalić następujące

parametry:

moc maksymalna - PMPP, w [Wp] – Watt peck (jednostka mocy używana w

fotowoltaice),

tolerancja mocy - ±PMPP, w [%] ,

napięcie obwodu otwartego - UOC, w [V],

prąd zwarcia - ISC, w [A],

napięcie przy mocy maksymalnej - UMPP, w [V],

prąd przy mocy maksymalnej - IMPP, w [A],

temperatura pracy modułu w warunkach nominalnych – NOCT (Normal Operating Cell

Temperature), w [C]

współczynniki temperaturowe dla: ISC, UOC, PMPP - odpowiednio T, T, T [%K-1

].

Współczynniki temperaturowe umożliwiają obliczanie parametrów modułu PV w różnych

temperaturach pracy, które w Polsce należy przyjmować w zakresie -250 C do 70

0C.

Tak duża rozbieżność temperatur powoduje dużą zmienność paramentów modułu PV, które

dla określonej temperatury należy wyznaczyć za pomocą następujących wzorów [1]:

100251)( T

rSCrSC TITI

100251)( T

rOCrOC TUTU

100251)( T

rMPPrMPP TPTP

gdzie:

Tr - temperatura funkcjonowania oświetlonego modułu PV [C],

T, T, T - współczynniki temperaturowe odpowiednio dla prądu - ISC, napięcia – UOC

oraz mocy - PMPP [%K-1].

W przypadku doboru falowników (inwerterów), podstawowe parametry wejściowe (które

powinny być podawane przez producentów), musza obejmować:

Min. napięcie wejściowe Udc min

Napięcie rozpoczęcia pracy Udc start

Znamionowe napięcie wejściowe Udc,r

Maks. napięcie wejściowe Udc max

Zakres napięć MPP UMPP min – UMPP max

Liczba przyłączy prądu stałego DC

Inwerter będzie działał poprawnie w zakresie wartości minimalnej do maksymalnej.

Parametry wyjściowe dotyczą natomiast dopasowania inwertera do współpracy z siecią

elektryczną, do której zostanie on przyłączony.

Moc dobieranego falownika musi spełniać następującą zależność:

INV.MAXPV.GEN P2,18,0P

Algorytm doboru falownika

1 Ustalić zakres temperaturowy Tmin; Tmax.

2 Obliczyć napięcie układu otwartego w temperaturze ujemnej

100

251)( minminT

OCrOC TUTTU

3 Obliczyć maksymalną liczbę modułów w stringu

max)(max

)(

maxmax

min

min

dcTMPP

TOC

dc

UUn

U

Un

4 Obliczyć napięcie układu otwartego w temperaturze dodatniej

100

251)( maxmaxT

OCrOC TUTTU

5 Obliczyć minimalną liczbę modułów w stringu

)(

min

maxTOC

dcstart

U

Un

6 Sprawdzić napięcie w punkcie MPP w temperaturze Tmax.

min)(min

max)()(

max

max]

100)25(1[

dcTMPP

TSTCMPPTMPP

UUn

TUU

Przykład

Należy wykonać doboru liczby paneli PV o mocy 250 Wp do współpracy z falownikiem o

mocy 4500 W, posiadając dane katalogowe panelu typu ND-R 250A5 oraz falownika

FRONIUS SYMO 4,5-3-S.

Dane techniczne panelu ND-R 250A5

Moc maksymalna PMPP[W] 250

Tolerancja [%] + 5

Napięcie toru otwartego Uoc[V] 37,6

Prąd zwarciowy Isc[A] 8,68

Napięcie maksymalne UMPP[V] 30,9

Maksymalne natężenie prądu IMPP[A] 8,10

Sprawność modułu [%] 15,2

Sprawność ogniwa [%] 17,2

Typ ogniw [mm] 156x156 (Polikryształ)

Ilość ogniw Pcs 60(6x10)

Maksymalne napięcie systemu [V] 1000

Współczynnik straty temperaturowej T [%/ 0C] -0,33

Współczynnik straty temperaturowej T [%/ 0C] 0,055

Współczynnik straty temperaturowej T [%/ 0C] -0,44

Temperatura pracy [0C] -40 do 90

Maksymalny bezpiecznik połączeń szeregowych [A] 15

Wymiaru panelu (wys*szer*grubość) [mm] 1652 x 994 x 46

Waga [kg] 19

DANE WEJŚCIOWE FALOWNIKA Fronius Symo 4.5-3-S Fronius Symo 4.5-3-M

Maks. prąd wejściowy (Idc max / Idc max ) 16,0 A / 16,0 A

Maks. prąd zwarciowy, pole modułu

(MPP1/MPP2) 24,0 A / 24,0 A

Min. napięcie wejściowe

(Udc min) 150 V

Napięcie rozpoczęcia pracy

(Udc start) 200 V

Znamionowe napięcie wejściowe (Udc,r) 595 V

Maks. napięcie wejściowe

(Udc max) 1000 V

Zakres napięć MPP 300 - 800 V 150 - 800 V

(UMPPmin – UMPP max)

Liczba trackerów MPP 1 2

Liczba przyłączy prądu stałego DC 3 2 + 2

Zakres temperatur: Tmin= -250 C; Tmax= 70

0 C.

Napięcie toru otwartego w temperaturze ujemnej Tmin = 250 C:

UOC = 37,60 C; T = - 0,33 %/

0 C

VUOC 79,43100

33,0252516,37)25(

2284,2279,43

1000max n

Należy przyjąć n max = 22 panele.

Napięcie toru otwartego w temperaturze dodatniej

VUOC 32100

329,0257016,37)70(

725,632

200min n

Należy przyjąć n min= 7 modułów.

Sprawdzenie napięcia dla temperatury dodatniej w pkt. MPP

2,1)2,18,0(4500

15022

)2,18,0(

15024,18432,267

32,26]100

33,0)2570(1[9,30

minmin

)( max

i

P

P

VUVU

VU

INV

GEN

dc

TMPP

Zatem ostatecznie zostanie przyjętych 21 modułów PV o mocy 250 Wp:

VUVU MPP 80038,96379,4322

2,117,14500

250218,0

maxmax

Generator PV należy zatem zbudować z dwóch połączonych równolegle stringów

po11 paneli każdy. Wówczas napięcie maksymalne uzyska wartość:

maxmax 69,48179,4311 MPPUVU

5. Dobór przewodów zasilających PV i zabezpieczeń

Przewody w części DC systemu PV należy dobierać z katalogu producenta wskazane do

systemów fotowoltaicznych. Zasady ich doboru dotyczą doboru przekroju na długotrwałą

obciążalność prądową oraz przeciążalność i podlegają sprawdzeniu z warunku spadku

napięcia zgodnie z ogólnymi zasadami stosowanymi w praktyce projektowej. Nieco

odmienny jest proces doboru zabezpieczeń. Do tego celu nadają się bezpieczniki topikowe o

charakterystyce gPV.

Ponieważ w panelach PV prąd zwarciowy jest większy o (15-20)% w stosunku do prądu

płynącego przy generacji największej mocy (rys. 5), zabezpieczenie zwarciowe lub

przeciążeniowe staje się nieskuteczne. Sytuacja ulega radykalnej zmianie w przypadku

zwarcia lub zacienienia chociaż jednego z paneli PV. Płynie wówczas prąd wsteczny przez

uszkodzony lub zacieniony panel o wartości będącej sumą algebraiczną wszystkich prądów

płynących w pojedynczych gałęziach połączonych równolegle. Zjawisko te wyjaśnia rys. 11.

Rys. 11: Zagrożenie stwarzane przez prąd wsteczny płynący do miejsca zwarcia lub

zacienionego panelu.

W celu ochrony narażonej na przepływ dużych prądów w zacienionej lub uszkodzonej gałęzi,

należy w biegunie dodatnim oraz biegunie ujemnym zainstalować bezpieczniki topikowe o

parametrach zgodnych z wymaganiami normy PN-EN 60269-6:2011 „Bezpieczniki topikowe

niskiego napięcia. Część 6 – wymagania dotyczące wkładek topikowych do zabezpieczania

fotowoltaicznych systemów energetycznych”. Należy stosować bezpieczniki topikowe klasy

gPV i prądzie nominalnym dobranym na podstawie obliczeń.

Ponieważ zgodnie z norma PN-EN 61730-2:2007/A1:2012 „Ocena bezpieczeństwa modułu

fotowoltaicznego (PV). Część 2- wymagania dotyczące badań”, największa wartość prądu

wstecznego nie może przekraczać wartości (2-2,6)ISC, zabezpieczenia instalowane w

poszczególnych gałęziach muszą spełnić następujący warunek:

nUU

III

TOCn

SCngSC

min/2,1

4,24,1

Jeżeli system PV wymaga zabezpieczenia głównego, co występuje przy dużych mocach,

bezpieczniki topikowe zabezpieczenia głównego powinny spełniać następujące wymagania:

nUU

LII

TOCn

gSCnG

min/2,1

5,1

Ponadto dobierane bezpieczniki gałęziowe oraz główne muszą spełniać warunek

wybiórczości, który zostanie spełniony gdy zostanie zachowany następujący warunek:

6,12

2

wg

wG

tI

tI

gdzie:

ISC – prąd zwarcia panelu PV, w [A]

Ing – prąd znamionowy zabezpieczenia w gałęzi, w [A]

InG – prąd znamionowy zabezpieczenia głównego, w [A]

UOC/Tmin – napięcie obwodu otwartego przy najniższej zakładanej temperaturze pracy, w [V]

Un – napięcie znamionowe bezpiecznika, w [V]

I2twG – całka Joule’a bezpiecznika zabezpieczenia głównego, w [A

2s]

I2twg – całka Joule’a bezpiecznika zabezpieczenia instalowanego w pojedynczej gałęzi, w [A

2s]

n – liczba paneli PV połączonych szeregowo w jednym łańcuchu, w [-]

Lg – liczba gałęzi wchodzących w skład generatora PV, w [-]

Przewody i zabezpieczenia po stronie AC należy dobierać zgodnie z powszechnie

akceptowalnymi zasadami. Jako podstawę ich doboru należy przyjąć znamionowy prąd

wyjściowy falownika.

Zabezpieczenia od porażeń należy realizować z wykorzystaniem wysokoczułych

wyłączników różnicowoprądowych. Realizacja ochrony przeciwporażeniowej przez

samoczynne wyłączenie zabezpieczeń zwarciowych jest w tym przypadku nieskuteczna ze

względu na zbyt małe wartości prądów zwarciowych.

Wszystkie elementy systemu PV należy objąć połączeniami wyrównawczymi.

6. Ochrona przeciwpożarowa w systemach PV

Systemy PV poprawnie zaprojektowany nie stwarza zagrożeń pożarowych. Wybuch pożaru

spowodowanego przez system PV należy do rzadkości. Niemniej system ten sprawia szereg

kłopotów podczas pożaru budynku ze względu na wysokie napięcie po stronie DC. Konieczne

jest wtedy wyłączenie systemu paneli PV tak by podczas akcji ratowniczo-gaśniczej

zagwarantować bezpieczeństwo ratowników oraz osób ewakuowanych z płonącego budynku.

Najprostszym sposobem wyłączenia systemu paneli PV jest zwarcie bieguna dodatniego i

bieguna ujemnego za pomocą zestyku zwiernego wyłącznika zainstalowanego w pobliżu

paneli PV. Sterowanie wyłączeniem należy zainstalować w miejscu dogodnym do

eksploatacji. Przykład takiego układu przedstawia rys. 12. Zgodnie z charakterystyką I-V

generatora PV (rys. 8 – 10) zwarcie biegunów wyjściowych powoduje przepływ prądu

zwarciowego o wartości około 20% większej od prądu znamionowego i spadek napięcia na

zaciskach falownika do wartości bliskiej zero. Prąd zwarciowy w tym przypadku, przy

poprawnie dobranych zabezpieczeniach oraz przewodach nie stwarza zagrożenia.

Zwarcie elementów PV musi nastąpić z pominięciem bezpieczników topikowych. Przy

poprawnie dobranych przewodach, prąd zwarciowy nie spowoduje ich uszkodzenia jest on

większy zaledwie o (15-20)% prądu IMPP. Dla przykładowego generatora zbudowanego z

paneli typu SV60P-250, o mocy 250 W, prąd ISC=8,25 A. Dlatego też „zwarciem

pożarowym” należy obejmować każdą z gałęzi generatora PV osobno. Zwarcie całego

generatora PV na jego wyjściu może stwarzać zagrożenia ze względu na dużą wartość prądów

i nie może być stosowane.

Problemem pozostaje stosunkowo wysokie napięcie generatora PV, przez co wyłącznik

pożarowy systemu PV powinien spełniać następujące wymagania:

nUU

II

TOCn

SCnG

min/2,1

5,1

gdzie:

ISC – prąd zwarcia panelu PV, W [A]

UOC/Tmin – napięcie obwodu otwartego przy najniższej zakładanej temperaturze pracy, w [V]

Un – napięcie znamionowe bezpiecznika, w [V]

n – liczba paneli PV połączonych szeregowo w jednym łańcuchu, w[-].

Zwarcie zestyku WPPOŻ. Powoduje przepływ prądu o wartości I1=Isc w ramach pojedynczej gałęzi

co skutkuje zmniejszeniem napięcia do wartości bliskiej zero na wejściu falownika.

Rys. 12: Schemat generatora PV z wyłącznikiem pożarowym

Interesującym rozwiązaniem jest przeciwpożarowy system wyłączania instalacji PV firmy

Mersen, którego makietę przedstawia rys. 13. W jego skład wchodzą dwa typy

współpracujących ze sobą modułów: GreenBrain oraz GreenEye. Komunikacja pomiędzy

nimi odbywa się przy wykorzystaniu technologii PLC. Elementy GreenEye są montowane

przy modułach PV i mogą wyłączać moduły PV na wypadek pożaru oraz ewentualnych prac

konserwatorskich.

Układy automatyki systemu gwarantują wyłączenie po przekroczeniu temperatury 1150 C. W

czasie normalnej eksploatacji monitorowanie stanu instalacji jest realizowana z dyskretnością

1 minuty.

Podstawowe dane techniczne modułu GreenEye:

maksymalne napięcie systemu: 1000 V DC,

maksymalne napięcie modułu PV: 80 V DC,

maksymalny prąd linii: 12,5 A.

System jest wyposażony w sygnalizator świetlny, który zadziała gdy napięcie w systemie

przekroczy 60 V DC. W czasie normalnej eksploatacji zagrożenie pożarowe może

pojawić się wskutek prądów upływowych, których wartość powinna być monitorowana z

wykorzystaniem UKSIPV. Zasadę działania UKSI isoPV przedstawia rys. 14.

Rys. 13: Makieta systemu przeciwpożarowego firmy Mersen [9]

Rys. 14: Zasada funkcjonowania przekaźnika kontroli izolacji UKSI isoPV [1]

Urządzenia te zapewniają system wczesnego reagowania na zagrożenia zanim nastąpi

wyłączenie awaryjne. Wg norm niemieckich określa się, że w instalacjach PV minimalna

wartość rezystancji izolacji nie może być mniejsza niż 1 k/V zanim generator PV zostanie

dołączony do pracy do sieci.

Osobnym problemem jest ochrona przeciwporażeniowa pominięta w niniejszym artykule,

która dotyczy wyłącznie warunków normalnej eksploatacji.

7. Literatura 1. Sarniak M. T. - Budowa i eksploatacja systemów fotowoltaicznych - MEDIUM 2015

2. Pluta Z. Podstawy teoretyczne fototermicznej konwersji energii słonecznej. Warszawa :

Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2000.

3. Szymański B. SOLARIS - blog Bogdana Szymańskiego poświęcony OZE. [Online]

[Zacytowano: 07 04 2015.] http://solaris18.blogspot.com.

4. Sarniak M. Podstawy fotowoltaiki. Warszawa : Oficyna Wydawnicza Politechniki

Warszawskiej, 2008.

5. VIESSMANN. Energetyka słoneczna - zeszyty fachowe. 2012.

6. Drabczyk K. i Panek P. Silicon-based sollar cells. Characteristics and production

processes. Kraków : Institute of Metallurgy and Materials Science of Polish Academy of

Sciences, 2012.

7. Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki. [Online] [Zacytowano: 4. 04.2016] http://pv-

polska.pl/publikacje/.

8. Szymański B. Instalacje fotowoltaiczne. Wydanie III. Kraków : GEOSYSTEM,

Redakcja GLOBEnergia, 2014.

9. Strona Firmy Jean Mueller Polska. [Online] [Zacytowano: 3. 04.2016]

http://www.jeanmueller.pl/.

10. Wincencik K. DEHNcube - gotowy zestaw do ochrony systemów PV. Magazyn

Fotowoltaika. 1/2015, strony 32-34.

11. Sowa A. W., Wincencik K. - Ochrona Odgromowa Systemów Fotowoltaicznych -

MEDIUM 2014r.

12. Boroń H. - Kompleksowa ochrona paneli fotowoltaicznych instalowanych na obiektach

budowlanych INPE nr 174

13. PN-EN 62305-1:2008 Ochrona odgromowa. Część 1. wymagania ogólne.

14. PN-EN 62305-2: 2008 Ochrona odgromowa. Część 2. Zarządzanie ryzykiem.

15. PN-EN 623056-3: 2009 Ochrona odgromowa. część 3. Uszkodzenia fizyczne obiektów

budowlanych i zagrożenia życia

16. PN-EN 61730-2:2007/A1:2012 „Ocena bezpieczeństwa modułu fotowoltaicznego (PV).

Część 2. Wymagania dotyczące badań.

17. PN-EN 60269-6:2011 „Bezpieczniki topikowe niskiego napięcia. Część 6. Wymagania

dotyczące wkładek topikowych do zabezpieczania fotowoltaicznych systemów

energetycznych.